Piano strategico 2016-2019 - con particolare riferimento al settore della chimica e ai nuovi scenari dei prezzi del petrolio - Senato
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Audizione Commissione Industria, Commercio, Turismo del Senato della Repubblica e Commissione Attività Produttive della Camera dei Deputati Piano strategico 2016-2019 con particolare riferimento al settore della chimica e ai nuovi scenari dei prezzi del petrolio 6 Aprile 2016 eni.com
Premessa
• In questa presentazione, in coerenza con le regole di
diffusione delle “informazioni sensibili”, sono incluse
solamente informazioni pubbliche
• Non sono quindi presenti informazioni privilegiate, che
possono essere diffuse solo nelle forme di legge, per
assicurare parità informativa rispetto al mercato ed
evitare di incorrere nelle relative sanzioni
2
Agenda
Sezione 1 Strategia Eni e scenario
Sezione 2 Piano 2016-2019
Sezione 3 Approfondimento Italia
Sezione 4 Strategia Eni nel lungo termine
Conclusioni
Q&A
3
Agenda
Sezione 1 Strategia Eni e scenario
HSE
Strategia Eni: Pilastri e obiettivi raggiunti 2014-2015
Scenario: Il conflitto tra breve e lungo termine
Leve strategiche Eni
Esplorazione: eccellenza italiana
2015: generazione di cassa
Confronto con i competitors
Risultato operativo Adj: 2015 vs 2014
Risultato operativo Adj: trend 2009-2015
Versalis
4
HSE
Total Recordable Injury Rate*
2,49
2,5
2,16 2015 vs 2014:
2,0 1,87 1,86
-37%
1,72
1,65
1,52
1,5 1,34
1,27 1,24
0,94
1,0
0,71
0,45
0,5
0,0
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Eni Media Competitors
Valori al top dell’industria ed in continuo miglioramento
* Total Recordable Injury Rate Forza Lavoro (dipendenti+contrattisti): Numero di infortuni su milione di ore lavorate
5
I dati non includono Saipem.
Strategia Eni: Pilastri e obiettivi raggiunti 2014-2015
I pilastri della strategia
Trasformazione Ristrutturazione Crescita
da una struttura divisionale
Mid-downstream nel core business O&G
ad una società O&G integrata
Riduzione costi
Milestones
Firma Crescita Upstream
Rinegoziazione Refining & • Produzione +10% FID Partnership
Gazprom Protocollo Versalis a Zohr Versalis
Gela • 1,4 Mld boe scoperti
break-even • Taglio capex -17%
2014 2015 2016-19
Nuova G&A ridotti di Revisione Uscita Deconsolidamento Avvio
Struttura 500 Mln € dividendo Galp e Snam Saipem Goliat
Organizzativa per anno
6
Scenario: Il conflitto tra breve e lungo termine
Brent ($/b) Brent & costi (%)
95
100%
Scenario costi
PS 2015-’18 -24%
80%
75
60%
brent
Scenario -70%
55 PS 2016-’19
40%
20%
35 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2016
Breve termine
Equilibrio finanziario Crescita
Lungo termine
7
Leve strategiche Eni
Upstream Midstream Downstream
Concentrazione Rinegoziazione Incremento
su asset convenzionali Take or Pay dell’efficienza produttiva
Razionalizzazione e
Concentrazione Razionalizzazione della ottimizzazione
su temi a gas logistica logistica e capacità
Sinergie con Commercializzazione della Posizionamento sui
hub produttivi esistenti produzione Upstream green business
Chimica: Focalizzazione
Dual exploration model Focus sulla catena LNG su Specialties e sviluppo
internazionale
Breve termine Crescita
Equilibrio finanziario Lungo termine
8
Esplorazione Eni: eccellenza italiana
Risorse scoperte (Mld boe) Rapporto scoperte/produzione (Mld Boe)
12
12 Scoperte annue 12
Risorse cumulate Scoperte
2008-15
10 10
Rapporto
.,. scoperte / produzione
8 8
6 6
media competitors: 0,3*
4 4
2 2
0 0
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
2,4 0,4 0,3 0,4 0,4 0,2 1,0
*Competitors = BP, Chevron, Shell, Repsol, Total, Exxon 9
2015: generazione di cassa
Flusso di cassa operativo Fonti e impieghi (Mld €)
Cassa Brent
(Mld €) ($/bl)
16
14 70
12 Dividendi
12
60
10
8
50 8 Flusso
di
6 cassa
CAPEX
4
40
4
2
30
0 0
IQ II Q III Q IV Q Entrate di cassa Uscite di cassa
Nonostante il crollo del 50% del prezzo:
Flusso di cassa operativo -15% vs. 2014
Leverage a fine 2015: 0,22 in linea con il 2014
I dati non includono Saipem e Versalis 10Confronto con i competitors
Flusso di cassa* (Mld $)
30
2014
2015
20
10
0
-10
Eni è la terza compagnia per generazione di cassa dopo
le due super majors Shell ed Exxon
*Flusso di cassa = cassa operativa + dismissioni-investimenti-acquisizioni 11Risultato operativo adj: 2015 vs 2014
Risultato operativo adj. 2015 vs 2014 (Mld €)
Brent 2014 Brent 2015
99 $/b 53 $/b
8,8
11,4
2,2
0,7 4,1
2014 Effetto Effetti Effetto 2015
Scenario retroattivi G&P Performance
EBIT Adj. 2015: 4,1 Mld €
-64% vs. 2014
I dati non includono Saipem e Versalis 12Risultato operativo adj: trend 2009-2015
Exploration & Production (Mln €) Gas & Power (Mln €)
18.537
16.075
13.898 14.643 2.052
11.551
9.489 1.266
4.108 425
168
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 -249 -126
-622
Brent
61,5 79,5 111,3 111,6 108,7 99,0 52,5
($/bl) 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Refining & Marketing (Mln €)
387
-65
-179
-316
-411 -472
-537
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
13Versalis
Dal 2005 al 2014, Versalis ha generato perdite cumulate di EBIT per 3,7 miliardi di €
e perdite cumulate di cassa per circa 3,8 miliardi di €,
a fronte di investimenti per oltre 2 miliardi di €
Risultato operativo Adj. (Mln €)
308 Efficienza operativa
Rifocalizzazione
portafoglio
-96
-273 Internazionalizzazione
-347
-387
-441
-483
2009 2010 2011 2012 2013 2104 2015
2015: il miglior risultato degli ultimi 20 anni
14Agenda
Sezione 2 Piano 2016-2019
Obiettivi Piano Strategico 2016-19
La nostra struttura di costi nell’Upstream
Upstream: produzione
Upstream: allineare i prezzi ai costi
Gas & Power
Refining & Marketing
Piano investimenti
15Obiettivi Piano Strategico 2016-19
HSE e sostenibilità
Esplorazione: 1,6 mld di boe con UEC1 @ 2,3 $/bl
upstream CAGR2 >3% di produzione dal 2015 al 2019
Capex: -18%; Opex: -12% vs. PS 2015-18
Allineamento ai prezzi di mercato e riduzione costi di logistica
G&P Totale recupero Take or Pay entro il 2019
Cash Flow Operativo complessivo 2,8 Mld €
Margine di raffinazione di break-even pari a circa 3 $/b nel 2018
R&M Cash Flow Operativo: 2,9 miliardi di € nel quadriennio
EBIT raffinazione sempre positivo nello scenario di Piano
Capacità di produzione delle specialties pari al 50% del totale
Versalis Cash Flow Operativo positivo in tutti gli anni di piano
Riduzione Riduzione dei CAPEX del 21% vs PS 2015-18 a cambi omogenei
Riduzione dei costi esterni di supporto al business di 2,5 Mld €
costi
2016: copertura organica degli investimenti a 50 $/bl
2017: neutralità di cassa organica a 60 $/bl
1) UEC: Unit Exploration Cost – Costo esplorativo unitario
16
2) CAGR: Compound Annual Growth rate - Tasso annuo di crescita compostoLa nostra struttura di costi nell’Upstream
Costo tecnico Breakeven
nuovi progetti ($/boe) nuovi progetti ($/boe)
30
Costi
-30% onshore
15$
20
deep
Costi water
30$
operativi
10 30$
shallow
Costi di
water
sviluppo
Esplorazione
0
2014 2016 Petrolio 31% - Gas 69%
Breakeven medio nuovi progetti 27 $/boe*
*Escluso Kashagan 17Upstream: produzione
Produzione (Mboe/g)
2 2019 vs 2015: +13%
Vandumbu
OCTP gas (W.Hub)
WLGP MLE
Jangkrik CAFC boost
debott.
East hub Loango
Bahr Ess.
Goliat CAFC oil Asfour
Ph2
Mpungi OCTP oil
1,6 Ochigufu
(W.Hub) Zohr
(W.Hub)
Kashagan
Melehia
deep
Hapy
Heidelberg
1,2
2015 2016 2017 2018 2019
800 kboe al giorno da ramp-up e start-up al 2019
Crescita prima delle operazioni di portafoglio
18Upstream: allineare i costi ai prezzi
Investimenti Upstream (Mld €) Costi operativi Upstream ($/boe)
16
45
-18%
Competitors
37 14
-39%
Zohr
12
10
8
6
PIANO 2015-'18 PIANO 2016-'19 2012 2013 2014 2015 2016-19
Investimenti prima delle operazioni di portafoglio 19Gas & Power
Risultato operativo Adj. (Mld €)
2
Rinegoziazione contratti
1
Riduzione costi
0
New Downstream
-1
Piano 2016-19: Recupero della redditività
20Refining & Marketing
Refocused European portfolio
Margine di raffinazione e
SERM1 ($/bbl)
7.0
PCK
6.0
Bayern
Oil
CRC 4.5
5.2
4.5
Sannazzaro
3
Venezia
Avvio Green
refinery a Gela
Livorno
Taranto
2015 2016 2017 2018 2019
Milazzo SERM Margine di breakeven2
Gela
Raffinerie
Reffinerie core retail
Green markets exit
Piano 2016-19: Risultato e free cash flow positivi in tutti gli anni
1) SERM: Standard Eni Refining Margin – Margine di raffinazione
21
2) Livello di SERM a cui l’EBIT Adj. del settore raffinazione si azzeraPiano Investimenti 2016-2019
Investimenti Distribuzione geografica
consolidati (Mld €) investimenti
Totale Investimenti:
37 Mld €
altri settori Africa Sub
10% Sahariana
Nord Africa e 27%
Medio Oriente
39%
Europa
20%
Upstream
90%
Russia Asia America
e Caspio Pacifica 5%
5% 4%
Circa il 62% degli investimenti
Concentrazione sul settore upstream
sono in Africa
Investimenti Eni dopo le operazioni di portafoglio 22Agenda
Sezione 3 Approfondimento Italia
Spesa ed investimenti in Italia
Upstream
Upstream offshore: parametri ambientali
Upstream onshore: parametri ambientali Centro Oli Val’Agri
Refining & Marketing: rilancio del downstream
Refining & Marketing: parametri ambientali
Il Protocollo Gela
Versalis: overview del piano di trasformazione
Versalis in Italia: principali iniziative a Piano 2016-2019
Versalis: nuove piattaforme di chimica da rinnovabili
Versalis: parametri ambientali
Bonifiche
23Spesa e investimenti in Italia
Spesa e investimenti Spesa e investimenti previsti
Consuntivo 2009-2015 Piano 2016-2019
Investimenti Investimenti
Upstream Upstream
31% 27%
HSE e HSE e Investimenti
Bonifiche Investimenti
Bonifiche R&M
36% R&M
40% 17%
20%
Altri investimenti
4% Investimenti Altri investimenti
Investimenti Investimenti
Investimenti G&P Versalis 2%
G&P Versalis
4% 6%
3% 11%
Consuntivo 2009-15: circa 17,2 Mld € Piano 2016-2019: circa 8,4 Mld €
di cui 36% per ambiente e sicurezza di cui 40% per ambiente e sicurezza
Escludono Snam e Saipem Include la vista industriale di Versalis 24Upstream
Offshore Adriatico:
Caviaga 69 piattaforme in esercizio
714 risorse dirette
8.000 risorse nell’indotto
Trecate
Soresina
Dati principali Ravenna e
Rubicone
Produzione a olio: 69 kboed Falconara
Campo Aquila:
Produzione a gas: 101 kboed 1 piattaforma
510 pozzi in produzione (290 offshore) Grottammare
e Pineto
77 piattaforme in esercizio
Risorse: 2,7 Mld boe Roseto e
Candela
Viggiano
Occupazione
Val d’Agri: Pisticci e
Occupazione diretta: 4.572 24 pozzi Ferrandina
360 risorse dirette
Indotto diretto: 12.000 risorse 3.000 risorse nell’indotto
Crotone
Bronte e
Gagliano
Gela: Mar Ionio:
3 piattaforme in esercizio 4 piattaforme
Gela
332 risorse dirette 40 risorse dirette
800 risorse nell’indotto 200 risorse
nell’indotto
Ragusa
25Upstream offshore: parametri ambientali
Tutte le installazioni Eni operano in conformità alle norme ambientali applicabili. Di queste, 4 offshore
sono soggette ad Autorizzazione Integrata Ambientale (AIA)*, diversamente da quanto indicato dalla
Direttiva IED che richiede l’AIA per impianti superiori a 50 MW.
Monossido di carbonio (CO) nel 2015 Ossidi di azoto (NOx) nel 2015
100 100 400 400
100 400
mg/Nm3
70
mg/Nm3
300
47
50 40 200 142
11 32 100 60 60
3 13
0 40 51
0
Barbara T2 Barbara T Garibaldi K Cervia K
Barbara T2 Barbara T Garibaldi K Cervia K
Misura massima 2015 Limite AIA Misura massima 2015 Limite AIA
Barbara T2 > 50 MW; Barbara T, Garibaldi K e Cervia K < 50 MW
Olii minerali nel 2015 – Scarichi a mare
Limite di legge
40
30
mg/l
20
10
0
Misura minima Misura massima
* Le altre installazioni offshore sono poco significative in termini di emissioni e non sono soggette ad AIA, in quanto possiedono
apparecchiature al di sotto dei 3 MW di potenza, senza limiti specifici alle emissioni come previsto dal D.Lgs 152/06. 26Upstream onshore: parametri ambientali Centro Oli Val d’Agri
Emissioni in aria
0,6 0,53
kt/anno
0,4
0,30
0,19
0,2
0,093
0,02
0,05
0,0
NOx CO SOx
Valori misurati 2015 Limiti AIA
Acque di strato
Limiti autorizzati Valori misurati2 Valori misurati2
mg/l
AIA1 (Max rilevato) (Medio 42 gg.)
Solidi sospesi 212 208 49,6
Ammine filmanti 714 13 3
Idrocarburi disciolti C10-C40 47 23 2,5
Idrocarburi disciolti n-esano 61 55,8 25,6
1 Autorizzazione AIA per reiniezione.
2 Come da monitoraggio prolungato (42 giorni) effettuato nel 2014 da ente certificatore terzo SGS. 27Refining & Marketing: rilancio del downstream
Sannazzaro: Valorizzazione delle
Impianto EST, brevetto Eni
competenze
Innovazione
Venezia:
Produzione green-diesel,
brevetto Eni Recupero di efficienza
Taranto: Occupazione
Aumento conversione
Livorno:
Nuovi lubrificanti e specialties
Occupazione diretta: 4.200
Indotto diretto: 25.000 risorse
Milazzo (Eni 50%): 25%
Aumento conversione
Quota
mercato
Raffinerie
Bioraffinerie
Principali depositi
4.420 stazioni di servizio
1,6 milioni di litri di erogato medio
Smart mobility Gela:
Completamento bioraffineria entro 6 milioni di tonnellate di vendite su rete
2017 – brevetto Eni
Safety Competence Center
Polo upstream
28Il Protocollo Gela
Stato attuazione
Green refinery Gagliano
Bronte
Sviluppo Attività Upstream
Risanamento Ambientale Raffineria
di Gela
Safety Competence Center
Progetto Guayule Argo e
Cassiopea
Progetto GNL
Giacimento a gas
Indotto
2015:
Occupazione indotto: 1.062 contro 900
previste nel Protocollo.
Avviati 53 cantieri, 23 dei quali completati.
2016:
Occupazione indotto: 1.350 contro 1200
previste nel Protocollo
Avvio di 40 ulteriori cantieri
29Refining & Marketing: parametri ambientali
Le raffinerie Eni operano in conformità alle norme ambientali applicabili e alle Autorizzazioni Integrate
Ambientali (AIA) rilasciate dal MATTM.
Ossidi di azoto (NOx) Ossidi di zolfo (SOx) Polveri
300 800 800 800
300 800
250 250 250 40 40 40
220 600 40
mg/Nm3
mg/Nm3
mg/Nm3
600 674
200
192 400 20
155 20
100 134 20
110 112 200 8
238 52 218
196 23 1
6 9 5
0 0 0
Scarichi idrici: Idrocarburi Scarichi idrici: COD
6 160 160 160 160
5 5 5 5 150
mg/l
mg/l
4
Consuntivo 2015 100
Limite AIA 2 50
65 82
1,42 1,26 36 4
0,24 0,05
0 0
Raffineria di Venezia opera in assetto Green dal 2014.
Raffineria di Gela in fase di conversione in assetto Green.
30Versalis: overview del piano di trasformazione
Porto Torres Gela Hythe Porto Marghera
Efficienza
operativa
fermata fermata polietilene chiusura sito Riassetto utilities e logistica
definitive Mantenimento in marcia Cracker Porto Torres
Cracker e Priolo Sarroch Riassetto utilities e logistica
prodotti Ottimizzazione cessione/fermata
commodity Cracker e chiusura impianti Ragusa
Polietilene Riassetto produttivo
2011 2012 2013 2014 2015 Piano 2016-2019
Dunkerque Mantova Guayule – campi Porto Torres Grangemouth Priolo Nuovo impianto Porto Marghera
Riconfigura- nuove linee sperimentali in start-up impianti start-up nuova Monomeri C9 e avvio progetto piattaforma
zione GPPS e EPS Basilicata Matrìca linea s-SBR Resine (JV Neville) ‘green’ (partner
Polietilene in massa Elevance)
Potenziamento
continua Ravenna Mantova
portafoglio
start-up impianto Prodotti innovativi Stirenici e nuovo impianto pilota
Butene-1 ABS one-step
Brindisi sviluppo ‘specialties’ Polietilene (es.pharma)
Ravenna Nuovi prodotti ‘specialties’ Elastomeri
Ferrara revamping linee EPDM Ferrara nuova linea EPDM
Guayule – studio fattibilità Gela
Versalis JV Lotte JV Genomatica Oilfield Versalis JV Lotte
internazionale
International Chemical (Corea (US) tecnologia chemical nuova Americas Versalis
(Brussels) del Sud) bio-butadiene linea di business trading start-up
Sviluppo
company impianti
Versalis Pacific Partnership Partnership (Houston)
Trading Petronas tecnologica con
(Shanghai) (Malesia) Yulex (US)
gomma da
Versalis guayule
Pacific India
Investimenti 1,5 Mld€ Investimenti >1 Mld €
31Versalis: principali iniziative a Piano 2016-2019
Occupazione
Occupazione diretta: 4.160 Porto Marghera:
rilancio e conversione produttiva
Indotto diretto: 2.000 risorse*
Cracker riavviato da Febbraio 2015
Porto (accordo con Shell) e in marcia per
Marghera tutto il 2016 (accordo con altro
partner)
Ferrara: Riassetto utilities e potenziamento
Mantova Ferrara
potenziamento impianto logistica (in corso)
elastomeri EPDM Ravenna Realizzazione nuova piattaforma
Completato revamping per chimica da rinnovabili in partnership
miglioramento tecnologico e con Elevance Renewable Sciences
aumento capacità linee EPDM (US)
esistenti
In corso costruzione nuona
linea EPDM Porto Torres
In corso attività R&S per Brindisi
rinnovo gamma prodotti
Investimenti strategici
Priolo: potenziamento
Prodotti innovativi piattaforma integrata
Valorizzazione tagli pesanti del
Efficienza operativa Cracker con produzione di
Monomeri C9
Priolo Produzione resine idrocarburiche
Ragusa a partire da Monomeri C9, in
partnership con Neville/GTC (US)
* Indotto medio giornaliero, incluso logistica e trasporto 32Versalis: nuove piattaforme di chimica da rinnovabili
Intermedi da oli vegetali Intermedi da oli vegetali Gomma naturale da
a Porto Torres a Porto Marghera Guayule
JV : complesso Sviluppo piattaforma Sviluppo tecnologico
integrato chimica da innovativa integrata da fonti piattaforma da Guayule per
rinnovabili a Porto Torres rinnovabili per prodotti ad produzione gomma natural
Start-up Q3 2014, capacità alto valore aggiunto – con caratteristiche
complessiva 70 kton/y di bio- distintive di alta qualità,
Partnership con sostenibilità sociale e ipo-
intermedi
per tecnologia innovativa allergenicità
Investimento realizzato: Metatesi Oli Vegetali
200 Mln € Applicazioni specialistiche in
Applicazioni prodotti in articoli tecnici e settori di
Applicazione prodotti in bio-
additivi per l’estrazione nicchia in cui l’ipo-
plastiche, bio-lubrificanti,
petrolifera, detergenti, allergenicità è premiante
additivi per gomme,
solventi, bio-lubrificanti, e (es. medicale)
agricoltura, personal care
oleochemicals per green
In corso confronto con la refinery Venezia Sviluppo in corso per
Regione per promuovere le applicazioni nel ‘green tyre’
condizioni necessarie allo Investimento: 200 mln € di ultima generazione, in
sviluppo dei nuovi partnership con
investimenti
33Versalis: parametri HSE
Tutti gli stabilimenti Versalis - 9 in Italia* - sono in possesso delle autorizzazioni ambientali
nazionali/regionali (AIA) ed operano in conformità alle prescrizioni indicate nei singoli Piani di
Monitoraggio e Controllo (PMC) adottando le BAT best available techniques (impiantistiche e gestionali)
Ossidi di azoto (NOx) Scarichi idrici
300 0,2
250 250 300 0,2
mg/Nm3
200
150
125 196 0,15
200 160
mg/l
mg/l
158
100 127
118 0,1
100
0
0,05
Cracking Cracking Cracking Stirene
Priolo Brindisi P.Marghera Mantova 55 0,023
0 0
Consuntivo 2015 Limite AIA COD (Biologico SOA (Biologico
Mantova) Mantova)
Polveri Consuntivo 2015 Limite AIA
50
40
mg/Nm3
20 I consuntivi ambientali sono ampiamente
20 inferiori ai limiti autorizzati in AIA per ogni
16 0,4 5 specifica unità produttiva
1 3 0,25
0
Cracking Cracking Cracking Stirene
Priolo Brindisi P.Marghera Mantova
Consuntivo 2015 Limite AIA
* Incluso Sarroch (Sardegna), che però non ha attività produttive (da fine 2014) 34Bonifiche
Progetti di bonifica in
Costi per bonifiche (Mld €)
Siti di Interesse Nazionale
Costi sostenuti
2,8
Costi totali
2,4 Laghi di
Mantova
(sostenuti + da sostenere)
e polo
Pieve chimico
Vergonte Porto
Marghera
COSTI SOSTENUTI COSTI DA Cengio e
Massa e
Carrara Mln € 100 500 1000
2002-2015 SOSTENERE Saliceto (Avenza)
Livorno
Progetti già Progetti Costi legati
e in
autorizzati in fase di alle mancate
corso di istruttoria e autorizzazioni
realizzazione progettazione ~ 100 Mln Porto Torres
~2 Mld € ~500 Mln € €/anno Brindisi
3/4 dei costi relativi a siti Val Basento
area
industriale
da acquisizioni forzate
Sulcis
Crotone
Iglesiente
Cassano
Indotto Guspinese Milazzo
area industriale
Cerchiara
300 cantieri
400 imprese
Priolo
1500 risorse e 2,5 milioni di ore lavorate
35Agenda
Sezione 4 Strategia Eni nel lungo termine
Sostenibilità del business
Energy solutions
36Sostenibilità del business nel lungo termine
Riduzione del Posizionamento
R&D
carbon footprint sui green business
Focalizzazione su idrocarburi Investimenti nella conversione Tecnologie solari a maggiore
convenzionali green del downstream efficienza
Valorizzazione del ruolo del gas Partnership con i PVS produttori Sviluppo di biocombustibili
naturale di idrocarburi per lo sviluppo di avanzati da biomasse ligno-
Riduzione delle emissioni dirette sistemi energetici low carbon e cellulosiche e rifiuti urbani
del 22% rispetto al 2014 promozione di iniziative offgrid Stoccaggio di energia
considerando la crescita per massimizzare l’accesso
produttiva: all’energia
o azzeramento del routine gas Off set: partecipazione a
flaring iniziative di gestione forestale
o controllo delle fuggitive di metano
o efficienza energetica
o progetti CCS
Riduzione delle emissioni indirette del
Riduzione del 43% dell’indice di 2% rispetto al 2014 considerando la
emissione UPS (tCO2eq/tep) crescita produttiva
Obiettivo 2025: Emissioni -24% vs. 2014 considerando la crescita produttiva
37Energy Solutions: le nostre leve ed il modello di business
Vantaggi competitivi
Presenza nei Paesi e modello dual flag
Integrazione con assets O&G e contrattualistica petrolifera
Konw-how nella gestione di progetti complessi e ibridi
Capacità finanziaria
Eccellenza nella Ricerca & Sviluppo
Brownfileds – Asset Transition Greenfields – New Cooperation Model
Ampliamento dello schema di cooperazione con i
Produzione di energia da fonti rinnovabili in
Paesi affiancando all’accesso all’energia da O&G
affiancamento della produzione oil e
anche progetti da fonti rinnovabili e fornitura di
progressive incremento dell’utilizzo di gas
energia da biomasse e rifiuti
38Conclusioni
Forte crescita nell’upstream
Rilancio e conversione dei siti industriali italiani
Posizionamento sui business green
Creazione di valore nel lungo termine
39Puoi anche leggere
